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陈宗法:调价本质属“煤电联动”

发布时间:2014-09-25 09:00:00 浏览次数:3405

2013年之前,脱硫电价一直维持1.5分/千瓦时,脱硝试点电价仅为0.8分/千瓦时,已不能覆盖大部分火电企业的脱硫、脱硝成本,投资回收更是遥遥无期。
    去年9月,国家发展改革委发出《关于调整发电企业上网电价有关问题的通知》,下调火电上网电价,相应提高可再生能源电价附加征收标准,提高环保电价。今年,发展改革委再次下调电价,重点用于对脱硝、除尘环保电价矛盾进行疏导,体现了用经济办法解决环保问题的思路。虽然我没有具体计算,不知能否彻底解决环保投入问题,但相信火电企业的积极性会空前高涨,对整个火电行业脱硝除尘改造将起到更加积极的作用。当然,我个人感觉,对一些有特别投入、采用超净排放技术的火电厂,如浙能嘉兴电厂,还要继续加大政策支持力度。
    之前火电企业在计划电量、环保改造、技术提升方面面临很大压力。此次下调上网电价又直指火电企业脱硝除尘改造。无庸讳言,火电虽然业绩改善,但确实面临环保政策严苛、负债率偏高、历史亏损没有消化完、存在电价下调预期、发电量竞争加剧、发展空间受挤等多重压力。
    因此,火电企业要有清醒的认识,面对新形势、新情况,积极贯彻“优化发展”方针,提高火电发展质量。
    对新的火电项目要按照 “洁净环保、大型高效、高度智能化、发展要有新概念、价值创造能力强”的要求,深化项目前期工作,确保优中选优。火电项目选址,要立足“坑口、路口、港口”,国家煤电基地、特高压起点、国家运煤通道,优先发展港电一体、煤电一体、热电联产项目,分布式能源项目,“上大压小”项目等。对老小低效火电存量资产,要积极实施“关、停、并、转”,着力提升火电板块的质量与效益,打造火电产业升级版,实现可持续发展。
    “煤电互保”是暂时解决之道终需放权于市场
    为什么会产生煤电矛盾呢?其根源在  于煤电管理体制、运行机制的根本差异,是政府计划体制与市场运行机制的严重冲撞,是政府、煤企、电企、用户、铁路各方不断搏弈的结果。
    在《通知》中,国家发展改革委要求发电企业与煤炭企业切实采取有效措施,将发电用煤价格维持在合理区间,防止出现过度下跌,以促进煤炭、电力行业协调发展。8月28日,国家发展改革委也召集华能、大唐等各大电力巨头开会,鼓励煤电双方签订中长期协议。“煤电互保”由地方层面延伸到了中央层面。
    发电行业跟煤炭行业同属基础产业,又属于上下游关系,关联度极大。超一半的煤炭产量用来发电,约80%的电量靠煤炭发电,超70%的发电成本是燃料成本。
    因此,煤电产业能否协调发展,关系到国民经济能否稳定发展。
    但是,历史上多次爆发煤电矛盾,结果对煤电双方均产生了严重的影响。煤企、电企生产经营大起大落,经营成果“两极分化”,不是煤企巨亏,就是电企巨亏,或者相反,严重影响能源的安全、稳定供应和行业可持续发展能力。
    为什么会产生煤电矛盾呢?其根源在于煤电管理体制、运行机制的根本差异,是政府计划体制与市场运行机制的严重冲撞,是政府、煤企、电企、用户、铁路各方不断搏弈的结果。
    今后政府部门、煤电双方都应该认真吸取历史教训,避免煤电产业大起大落,出现一方暴利、另一方“生存难、发展难,不能良性循环”的现象,使社会各方充分认识到煤电双方无论是哪一方暴利或巨亏,都将对安全可靠、长期稳定的能源供应以及国民经济发展造成不利影响,树立煤电企业要互相包容、协调发展、多方共赢的新理念,保持长期稳定、供需基本平衡的电煤供应市场。这也是煤电双方、政府部门共同的期望。
    近年来,一些产煤大省的地方政府实行地方保护,纷纷出手干预电煤市场和企业签订合同。近期,发展改革委也强调电力企业对于煤炭行业脱困方面的责任,鼓励煤电双方签订中长期协议。有关部门甚至还限制煤炭进口。电力企业对上述措施表示理解,短期来看,行政性的“煤电互保”暂时也会起到一定的调节作用。从长远看,建议政府还是应该放权于市场,让市场在资源配置中发挥决定性作用,让煤电双方不断磨合,还煤炭市场一个本来面目,才能真正激发和释放市场活力,实现煤电产业的协调发展。
    事实上,发电企业并不希望目前煤价继续大幅度下降,引起一些煤炭企业亏损倒闭,真心希望煤炭企业有正常合理的赢利水平,有可持续发展能力,能保证电煤长期、稳定的供应。同时,也希望火电企业能继续保持正常的赢利水平,彻底消灭亏损面,增强自我积累、自我发展的能力。